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    天池抽水蓄能電站施工供電接入系統(tǒng)設(shè)計(jì)方案的選擇及優(yōu)化

    2018-11-06 02:27:16王小軍董政淼曹永闖
    水電與抽水蓄能 2018年5期
    關(guān)鍵詞:天池電站變電站

    羅 胤,王小軍,郝 峰,董政淼,曹永闖

    (1.河南天池抽水蓄能有限公司,河南省南陽市 473000;2.國網(wǎng)新源控股有限公司,北京市 100761)

    0 引言

    抽水蓄能(以下簡(jiǎn)稱蓄能)電站工程具有建設(shè)周期長、占地面積廣、施工標(biāo)段多等特點(diǎn)。因此,工程建設(shè)期施工用電規(guī)模大,且供電分布不夠集中,一般考慮建設(shè)專用的高壓線路接入電力系統(tǒng),以滿足工程建設(shè)的需要[1]。蓄能電站多處山地區(qū),一般當(dāng)?shù)貐^(qū)域電網(wǎng)發(fā)展較為落后,蓄能電站工程附近無較大規(guī)模的變電站,施工供電工程暫不具備就近接入電網(wǎng)的條件,接入系統(tǒng)設(shè)計(jì)時(shí)應(yīng)統(tǒng)籌考慮,先行從較遠(yuǎn)的變電站接取電源,后期再對(duì)電源接入點(diǎn)進(jìn)行優(yōu)化,提高施工供電的可靠性。蓄能電站施工供電系統(tǒng)在基建結(jié)束后,一般轉(zhuǎn)換為生產(chǎn)期的備用電源繼續(xù)使用,部分電力設(shè)備考慮采取永臨結(jié)合的設(shè)計(jì),以節(jié)約工程投資成本。

    1 天池抽水蓄能電站施工供電工程設(shè)計(jì)概況

    根據(jù)天池抽水蓄能電站(以下簡(jiǎn)稱天池電站)可研報(bào)告的施工組織設(shè)計(jì)方案,新建1座施工變電站,以一回110kV線路接入南召縣瑞祥變電站,導(dǎo)線選用結(jié)合南召電網(wǎng)發(fā)展規(guī)劃,線路路徑兼顧規(guī)劃中的110kV蓮花變電站位置,遠(yuǎn)期考慮將天池—瑞祥110kV線路“Π”接入蓮花站。按照施工總布置規(guī)劃并充分考慮工程施工特點(diǎn),天池施工配電系統(tǒng)主要向7個(gè)相對(duì)集中區(qū)域供電,即上庫區(qū)(3561kW)、下庫區(qū)(25kW)、營地區(qū)(3002kW)、砂石區(qū)(2020kW)、倉儲(chǔ)區(qū)(236kW)、交通洞區(qū)(897kW)、通風(fēng)兼安全洞區(qū)(1984kW),各供電區(qū)域施工負(fù)荷總和約為12MW,按照需求系數(shù)法折算至高峰期的最大負(fù)荷約為7.5MW。因此,施工變電站的主變壓器選用額定容量為10MVA,考慮到施工機(jī)械、照明、壓縮空氣、供排水、砂石加工、混凝土生產(chǎn)等負(fù)荷功率因數(shù)的特點(diǎn),在主變壓器低壓側(cè)設(shè)置無功補(bǔ)償裝置,大小按照主變壓器容量的15%~20%配置[2],共設(shè)置(1200+1200)kvar的電容器組。天池電站110kV側(cè)采用線路-變壓器組接線,10kV側(cè)采用單母分段接線,并設(shè)置自備柴油發(fā)電機(jī)作為電站應(yīng)急電源。

    2 接入系統(tǒng)設(shè)計(jì)方案選擇

    2.1 電壓等級(jí)的選擇

    天池電站基建期施工屬連續(xù)生產(chǎn)項(xiàng)目,一旦供電發(fā)生故障,會(huì)對(duì)工程建設(shè)造成巨大損失,屬二類用戶(其中高峰一類負(fù)荷為1290.8kW)。結(jié)合施工供電工程規(guī)劃,施工變電站的規(guī)模不考慮遠(yuǎn)期發(fā)展,為最終規(guī)模。同時(shí)考慮到施工變電站所處位置和負(fù)荷情況,并對(duì)周邊電源點(diǎn)進(jìn)行了充分考察和論證,參照不同電壓等級(jí)的合理輸送距離和容量提出的具體要求[3],擬采用110kV或35kV電壓等級(jí)接入系統(tǒng)。

    2.2 地區(qū)電網(wǎng)的現(xiàn)狀

    天池施工變電站地處南召縣西北部,其周圍有南召、瑞祥2座110kV變電站,有喬端、馬市坪、崔莊、城北4座35kV變電站,另根據(jù)地區(qū)負(fù)荷的發(fā)展需要,考慮新建220kV南召西變電站(一期:1×180MVA),主供南召縣城及南召西部負(fù)荷。站點(diǎn)的具體位置見圖1。

    圖1 地區(qū)電網(wǎng)現(xiàn)狀及天池施工變電站規(guī)劃Fig.1 Present conditions of local electric grid as well as Tianchi construction substation plan

    與天池站距離較近的有110kV南召站和瑞祥站,35kV馬市坪站及崔莊站。各變電站及出線情況敘述如下:

    (1)南召站有主變壓器2臺(tái)。有110kV進(jìn)線2回分別至鹿鳴、瑞祥變電站;35kV出線設(shè)計(jì)規(guī)模5回,已上5回,分別至南河店、白土崗、馬市坪、城北和T 接到小店35kV變電站。該站已被城區(qū)包圍,110kV已無間隔,周圍35kV走廊擁擠,且南召站現(xiàn)有最大負(fù)荷已達(dá)62MW,隨著南召城區(qū)經(jīng)濟(jì)快速發(fā)展,新增負(fù)荷空間有限。

    (2)瑞祥站有主變壓器2臺(tái)。110kV進(jìn)線4回,2回分別至南召站和皇路店站,110kV出線備用2回;35kV出線已上4回,分別為至青山站2回,至白土崗站、南河店站各1回,35kV出線備用2回。該站遠(yuǎn)離城區(qū),出線走廊較為開闊。瑞祥變電站最大負(fù)荷約為65MW,且在該地區(qū)220kV南召西站投運(yùn)后,將進(jìn)一步減輕地區(qū)負(fù)荷壓力,供電可靠性較高。

    (3)馬市坪站有主變壓器2臺(tái)。35kV最終設(shè)計(jì)進(jìn)線3回,現(xiàn)已有3回,分別為至南召、喬端和板山坪站。變電站35kV側(cè)已無間隔,出線走廊擁擠,馬市坪站最大負(fù)荷約為4MW,但變電站所在區(qū)域周圍鐵礦、大理石資源豐富,亟待開發(fā),用電需求將不斷增長。

    (4)崔莊站有主變壓器1臺(tái)。35kV設(shè)計(jì)為單母分段接線,進(jìn)線4回,現(xiàn)已建1回,為至35kV城北站,周圍35kV出線走廊開闊。但崔莊站至天池施工變電站線路路徑地形復(fù)雜,送電線路要經(jīng)過海拔較高地區(qū),沿途無公路,為無人區(qū),極不便于施工維護(hù),而崔莊站經(jīng)城北站接入南召站,造成供電連接點(diǎn)過多,供電可靠性不高。

    綜合地區(qū)電網(wǎng)的現(xiàn)狀分析,具備天池施工供電工程接入條件的只有瑞祥站,35kV召馬線及正在規(guī)劃中的南召西變電站。

    2.3 接入系統(tǒng)方案選擇的結(jié)果

    依據(jù)天池電站建設(shè)期施工總負(fù)荷統(tǒng)計(jì)情況,充分考慮地區(qū)電網(wǎng)發(fā)展現(xiàn)狀,初步擬訂4種接入系統(tǒng)方案,見圖1。方案一,建設(shè)天池—瑞祥110kV線路;方案二,建設(shè)天池—瑞祥35kV線路,并建設(shè)天池—馬市坪備用10kV線路,確保天池電站施工期一類負(fù)荷供應(yīng);方案三,建設(shè)天池—南召西(規(guī)劃中)110kV線路,天池站先期由瑞祥110kV側(cè)接入,待220kV南召西站建成后天池站改為南召西站110kV側(cè)供電;方案四,在南召—馬市坪的35kV線路上“T”接至天池站。

    分別從可靠性、安全性、經(jīng)濟(jì)性及工程造價(jià)等方面對(duì)4種接入系統(tǒng)方案進(jìn)行綜合比較和全面分析,進(jìn)一步選擇和確定方案,具體分析結(jié)果見表1。

    經(jīng)過綜合技術(shù)經(jīng)濟(jì)比較分析,天池站接入系統(tǒng)方案的最終結(jié)果采用方案一,即建設(shè)天池施工變電站至瑞祥變電站110kV線路(LGJ-120/34km)與系統(tǒng)聯(lián)絡(luò)。具體選擇理由如下:

    (1)按規(guī)定35kV及以上供電電壓正、負(fù)偏差絕對(duì)值之和不超過標(biāo)稱電壓的10%,20kV及以下三相供電電壓偏差為標(biāo)稱電壓的7%[4]。方案二線路長度為34km,在天池站峰值負(fù)荷情況下,由瑞祥站至天池站線路電壓損失過高,電壓偏差略微超標(biāo),潮流不合理。

    表1 接入系統(tǒng)方案比較分析Tab.1 Comparison and analysis for connecting scheme

    (2)方案四在天池站峰值負(fù)荷情況下,召馬線運(yùn)行電壓偏低,但仍在規(guī)定范圍內(nèi)。當(dāng)召馬線故障時(shí),將馬市坪、喬端等站一并切除,此時(shí)馬市坪站由馬板線供電,供電半徑過大,電壓損失超標(biāo),潮流極不合理。

    (3)方案四召馬線為LGJ-150導(dǎo)線,導(dǎo)線持續(xù)極限容量為21.8MVA,天池站采用“T”接召馬線方式,召馬線未來將過負(fù)荷(35kV喬端站和35kV馬市坪站負(fù)荷分別為7.6MW和8.1MW,若35kV天池站投運(yùn)后,新增10MW負(fù)荷,功率因數(shù)按0.95考慮,此時(shí)召馬線需輸送功率為29.1MVA)。

    (4)110kV比35kV電價(jià)低0.015元/kWh,天池電站基建工程施工總用電量約1.8億kWh,方案一、三較方案二、四在電費(fèi)結(jié)算時(shí)可節(jié)省270萬元。

    (5)從電網(wǎng)總體規(guī)劃考慮,方案一可避免110kV線路重復(fù)建設(shè)22.7km,節(jié)省電網(wǎng)投資1693萬元,方案三可避免重復(fù)建設(shè)南召西—瑞祥線路工程,節(jié)省電網(wǎng)投資2050萬元。

    (6)方案三存在中途改線及電源側(cè)接入設(shè)備重復(fù)采購問題,不利于施工組織、電網(wǎng)協(xié)調(diào)、地方青賠,且工程建設(shè)造價(jià)最高。

    (7)方案一符合地方電網(wǎng)發(fā)展規(guī)劃,且該方案可靠性高、安全性好、電壓損失低、潮流分布合理、工程造價(jià)適中,是最為合適的接入系統(tǒng)方案。

    3 接入系統(tǒng)設(shè)計(jì)方案的優(yōu)化

    3.1 優(yōu)化設(shè)計(jì)的概述

    為天池電站施工期電源更為可靠,遠(yuǎn)期考慮將天池站接入系統(tǒng)的電源點(diǎn)從較遠(yuǎn)的瑞祥站(距天池站34km)優(yōu)化設(shè)計(jì)至較近的蓮花站(距天池站9km),該站的電氣主接線見圖2。一期主變規(guī)模為1×50MVA,110kV最終4回出線,本期2回,分別至瑞祥站和天池站(“Π”接110kV瑞祥—天池線路)。按照蓮花站的建設(shè)方案,將原有110kV瑞祥—天池線路開斷環(huán)入蓮花站的110kV母線,這種接法又稱“Π”接、橋接或剖接。對(duì)天池站而言,“Π”接的可靠性及與系統(tǒng)的緊密性將大幅提高,尤其是在后期蓮花站至南召中站線路,蓮花站至新板山坪站線路全部完建后,屆時(shí)系統(tǒng)側(cè)多路電源均可向天池站供應(yīng)負(fù)荷。

    圖2 南召110kV蓮花變電站電氣主接線Fig.2 Electrical primary diagram of Nanzhao 110kV Lianhua substation

    3.2 優(yōu)化設(shè)計(jì)的技術(shù)難點(diǎn)

    天池電站施工供電工程的尾工項(xiàng)目與南召蓮花110kV送變電工程幾乎同時(shí)建設(shè)完成,根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際情況,在天池站還未受電時(shí),直接將天池—瑞祥110kV線路“Π”接入蓮花站,東“Π”和西“Π”的設(shè)計(jì)位置見圖3。由于負(fù)責(zé)建設(shè)管理天池施工供電工程和南召蓮花送變電工程項(xiàng)目法人不同,且兩個(gè)工程的設(shè)計(jì)單位也不同,在設(shè)計(jì)線路接入時(shí)出現(xiàn)“Π”點(diǎn)兩側(cè)導(dǎo)地線及光纜型號(hào)不一致的問題,給“Π”接設(shè)計(jì)帶來了一定的困擾和技術(shù)難度。

    圖3 東“Π”和西“Π”的設(shè)計(jì)位置Fig.3 Design positions of east “Π”shape and west “Π”shape

    3.2.1 “Π”接鐵塔受力情況分析

    東“Π”N12塔位于原瑞祥—天池線路的N69塔和N70塔之間,型號(hào)為1B2-J4-21轉(zhuǎn)角塔,該塔可承受的導(dǎo)線張力差為19271N,地線張力差為8684N;西“Π”N10塔位于原瑞祥—天池線路的N80塔和N81塔之間,型號(hào)為1A3-J1-18轉(zhuǎn)角塔,該塔可承受的導(dǎo)線張力差為8813N,地線張力差為6917N。東“Π”N12塔實(shí)際導(dǎo)線張力差9404N,地線張力差4193N,東“Π”接入時(shí)導(dǎo)地線張力差均滿足鐵塔使用條件,可以正常架線施工;西“Π”N10塔實(shí)際導(dǎo)線張力差16228N,地線張力差15405N,西“Π”接入時(shí)導(dǎo)地線張力差均超出鐵塔使用條件,需進(jìn)一步采取措施。

    3.2.2 西“Π”接入系統(tǒng)導(dǎo)地線架線曲線設(shè)計(jì)

    針對(duì)西“Π”接入時(shí)導(dǎo)地線張力差均超標(biāo)的問題,擬采用以下3種對(duì)策:

    (1)更換西“Π”N10塔(塔型:1A3-J1-18),修改為終端塔。鑒于瑞祥—天池N70~N80段已退出運(yùn)行,可利用原線路N73塔(塔型:24B-DJ-18)。

    (2)更換西“Π”線路全段導(dǎo)地線。鑒于瑞祥—天池N70~N80段已退出運(yùn)行,可利用原線路N70~N80段導(dǎo)地線。

    (3)連續(xù)調(diào)整西“Π”N10~原線路N81(塔型:1A3-ZM3-21)、N82(塔型:24A-JC1-21)、N83(塔型:24A-JC2-24)、N84( 塔 型:24A-JC1-27) 段導(dǎo)地線張力。

    考慮到第1、2種方案工程組價(jià)和施工組織的復(fù)雜性,決定采用第3種方案,優(yōu)化西“Π”接入系統(tǒng)導(dǎo)地線架線曲線設(shè)計(jì)。分別對(duì)西“Π”N10~原線路N84各耐張段導(dǎo)地線張力差進(jìn)行調(diào)整,經(jīng)調(diào)整后的各段張力差已能夠滿足各鐵塔的使用條件,具體分析如下:

    (1)1A3型轉(zhuǎn)角塔允許導(dǎo)線張力差為8813N,允許地線張力差為6917N;24A型轉(zhuǎn)角塔允許導(dǎo)線張力差為15596N,允許地線張力差為9359N。調(diào)整各耐張段張力后,1A3型轉(zhuǎn)角塔實(shí)際承受導(dǎo)線最大張力差為6255N,地線最大張力差為6532N;24A型轉(zhuǎn)角塔實(shí)際承受導(dǎo)線最大張力差為8743N,地線最大張力差為8500N。1A3型和24A型塔承受張力差均小于允許張力差。

    (2)原線路N81為直線塔,不承受導(dǎo)地線張力,不參與各耐張段的張力調(diào)整。

    (3)導(dǎo)地線安全系數(shù)提高后,導(dǎo)地線弧垂增大,對(duì)地距離減小,但經(jīng)過計(jì)算和實(shí)測(cè),導(dǎo)地線對(duì)交叉跨越物的最小距離均大于8m,滿足安全距離的要求。

    4 備用電源系統(tǒng)設(shè)計(jì)

    天池施工變電站僅依靠一回110kV線路接入系統(tǒng),聯(lián)系不夠緊密,尤其是在蓮花站110kV側(cè)環(huán)網(wǎng)形成之前,瑞祥—蓮花—天池線路的任一環(huán)節(jié)發(fā)生故障,都將導(dǎo)致天池全站失電。但在天池工程建設(shè)期間,仍有部分一類負(fù)荷,一旦中斷供電,可能發(fā)生人身和設(shè)備事故,因此,考慮在天池站內(nèi)自備柴油發(fā)電機(jī),供應(yīng)急使用。

    為節(jié)約工程投資成本,柴油發(fā)電機(jī)按照永臨結(jié)合設(shè)計(jì),柴油發(fā)電機(jī)即作為基建期的施工應(yīng)急電源和庫區(qū)泄洪備用電源,又作為生產(chǎn)期的保安電源和機(jī)組黑啟動(dòng)電源。柴油發(fā)電機(jī)容量的選擇按滿足基建期和生產(chǎn)期二者的最大值考慮,但不考慮生產(chǎn)期黑啟動(dòng)負(fù)荷與保安負(fù)荷同時(shí)出現(xiàn)的情況。按照天池電站主體工程合同的約定,主體施工標(biāo)段的一類負(fù)荷由施工單位自行配備柴油發(fā)電機(jī)?;ㄆ趦H考慮庫區(qū)泄洪備用電源和業(yè)主營地一類負(fù)荷約為200kW,生產(chǎn)期保安負(fù)荷約為200kW,生產(chǎn)期黑啟動(dòng)一臺(tái)機(jī)組負(fù)荷約為530kW,其中最大的單臺(tái)電動(dòng)機(jī)(技術(shù)供水泵)負(fù)荷約為160kW。因此,柴油發(fā)電機(jī)容量應(yīng)按照生產(chǎn)期黑啟動(dòng)一臺(tái)機(jī)組進(jìn)行選型計(jì)算,主要有以下3種方法:

    (1)按負(fù)荷計(jì)算柴油發(fā)電機(jī)容量:

    式中SG1——計(jì)算負(fù)荷,kVA;

    α——負(fù)荷率,取1;

    PΣ——可能同時(shí)運(yùn)行的總負(fù)荷,kW;

    ηΣ——計(jì)算負(fù)荷的效率,取0.82;

    cosφ——計(jì)算負(fù)荷功率因數(shù),取0.8。

    故SG1=530/(0.82×0.8)=808kVA

    (2)按最大的單臺(tái)電動(dòng)機(jī)或成組電動(dòng)機(jī)啟動(dòng)需要計(jì)算柴油發(fā)電機(jī)容量:

    式中SG2—— 按最大的單臺(tái)電動(dòng)機(jī)的啟動(dòng)需要計(jì)算的柴油發(fā)電機(jī)容量,kVA;

    Pm—— 啟動(dòng)容量最大的電動(dòng)機(jī)容量,取技術(shù)供水泵負(fù)荷160kW;

    Kdq——電動(dòng)機(jī)的啟動(dòng)倍數(shù),取5;

    C——電動(dòng)機(jī)的啟動(dòng)系數(shù),取0.67;

    cosφm——電動(dòng)機(jī)的啟動(dòng)功率因數(shù),取0.4;

    ηd×cosφd—— 電動(dòng)機(jī)的效率和額定功率因素乘積,取0.80;

    cosφG——柴油發(fā)電機(jī)的功率因素,取0.80。

    故SG2={(530-160)/0.82+(160×5×0.67×0.4)/0.8}/0.8=899kVA

    (3)按啟動(dòng)時(shí)母線允許電壓降計(jì)算柴油發(fā)電機(jī)容量:

    式中SG3—— 按啟動(dòng)時(shí)母線允許壓降計(jì)算校驗(yàn)的柴油發(fā)電機(jī)容量,kVA;

    Pdm—— 最大的單臺(tái)電動(dòng)機(jī)功率,取技術(shù)供水泵負(fù)荷160kW;

    Kdq——電動(dòng)機(jī)的啟動(dòng)倍數(shù),取5;

    C——電動(dòng)機(jī)的啟動(dòng)系數(shù),取0.67;

    Xd″——柴油發(fā)電機(jī)次暫態(tài)電抗,取0.25;

    ηd×cosφd—— 電動(dòng)機(jī)的效率和額定功率因素乘積,取0.80;

    ΔE——母線允許的瞬時(shí)電壓降,取0.2。

    故SG3=160×5×0.67×0.25/0.8×(1/0.2-1)=670kVA

    綜上所述,柴油發(fā)電機(jī)的容量不應(yīng)小于899kVA,故選擇1臺(tái)10kV,1000kW柴油發(fā)電機(jī)組作為天池電站基建期和生產(chǎn)期的自備應(yīng)急電源。

    5 結(jié)束語

    (1)蓄能電站施工供電接入系統(tǒng)設(shè)計(jì)應(yīng)充分考慮基建期工程用電負(fù)荷大小,結(jié)合地方電網(wǎng)發(fā)展現(xiàn)狀,確定接入系統(tǒng)的電壓等級(jí),并在綜合比較分析各接入系統(tǒng)方案的可靠性、安全性、經(jīng)濟(jì)性和工程造價(jià)等方面后,選擇最為合適的方案接入系統(tǒng)。

    (2)接入系統(tǒng)設(shè)計(jì)可結(jié)合地方電網(wǎng)遠(yuǎn)期規(guī)劃,優(yōu)化調(diào)整接入系統(tǒng)電源的位置,提高蓄能電站工程建設(shè)期施工電源的可靠性。

    (3)規(guī)劃線路“Π”接時(shí),統(tǒng)籌協(xié)調(diào)好不同工程項(xiàng)目法人單位和設(shè)計(jì)單位的關(guān)系,宜盡早建立溝通交流平臺(tái),避免因?qū)У鼐€、鐵塔選型問題,增加線路“Π”接設(shè)計(jì)的難度。

    (4)施工備用電源如若采用自備柴油發(fā)電機(jī)時(shí),應(yīng)按永臨結(jié)合設(shè)計(jì),統(tǒng)籌考慮基建期和生產(chǎn)期應(yīng)急負(fù)荷的大小,確定柴油發(fā)電機(jī)的容量,可適當(dāng)節(jié)省全站建設(shè)的工程投資。

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